Cet article propose une explication sommaire des différents modes de valorisation de l’énergie solaire: fonctionnement, avantages, inconvénients.
Injection de la totalité et vente totale
C’est le modèle historique de l’énergie solaire et des énergies renouvelables en général. Il existe depuis le début des années 2000 en Europe suite à la libéralisation du marché de l’énergie.
Le principe est simple : chaque centrale est raccordée à son propre compteur et 100% de l’énergie produite est injectée sur le réseau. C’est la raison pour laquelle on parle d’injection de la totalité.
Dans la très grande majorité des cas, l’acheteur de l’énergie est une entreprise étatique qui garantit un tarif d’achat sur une période longue (en général 20 ans) et à un tarif fixe (ou quasiment). Si le marché de l’énergie est moins cher, l’état subventionne (cas historique). Si le marché de l’énergie est plus cher, l’état récupère une rente (c’est le cas depuis 2021).
Ce modèle est à terme voué à disparaître suite à la maturité de l’énergie solaire et son besoin de se rapprocher des contraintes inhérentes à son intégration au réseau. Il permet l’émergence de l’énergie solaire tant que les volumes produits restent faibles au regard de l’intégration réseau.
Autoconsommation individuelle avec injection et vente de surplus
Ce modèle est encadré en France depuis mai 2017. Il consiste à raccorder la centrale de production sur le tableau électrique général du site de consommation. Il présente l’avantage de ne pas avoir besoin d’un nouveau point de raccordement et d’un nouveau compteur. L’énergie produite est naturellement autoconsommée sur le site de consommation dès lors qu’il y a une adéquation temporelle entre production et consommation. Le bâtiment va alors soutirer de l’énergie dès que la production solaire est inférieure à la consommation et injecté de l’énergie dans le cas contraire. On parle ainsi d’injection du surplus.
Dès lors que le prix de vente de l’énergie solaire est inférieur au prix de soutirage, c’est le modèle le plus simple et le plus naturel. Le surplus est quant à lui vendu sur le même modèle que la vente totale: acheteur étatique (EDF OA) avec un contrat portant sur un tarif quasi fixe et un engagement de 20 ans.
Il souffre néanmoins d’une limitation forte: l’autoconsommation est limitée au seul site de production et le tarif de la vente de surplus est relativement faible au regard du prix de l’énergie soutirée.
Dans de très nombreux cas, le potentiel solaire est décorrélé de la consommation:
- Immeuble : forte consommation et potentiel solaire très faible. Il est alors difficile d’avoir un niveau d’autonomie dépassant 10%.
- Agricole : fort potentiel solaire et consommation souvent très faible. Si le tarif de vente de surplus est faible, la rentabilité du projet est fortement affectée car souvent plus de 90% de l’énergie produite est injectée en surplus
- Site industriel, entrepôt logistique…
Autoconsommation collective
Ce modèle émerge depuis 2017. Le référentiel technique n’est fiable que depuis 2022. On dénombre à ce jour moins de 1000 opérations contre plusieurs centaines de milliers de raccordements en photovoltaïque. On est début de ce mode de valorisation.
Néanmoins, depuis la baisse des coûts du solaire et de l’augmentation massive de l’énergie, il devient le modèle le plus pertinent et rentable dans bien des situations.
En effet, si le modèle d’autoconsommation individuelle s’appuie sur le flux physique de l’électricité, l’autoconsommation collective correspond à une affectation de l’énergie produite à un ou plusieurs sites de consommation à proximité en s’appuyant sur les compteurs intelligents. Ceci à de nombreux avantages:
- Les sites de consommations et de productions peuvent être distants !
- On peut avoir plusieurs sites de productions !
- On peut avoir plusieurs sites de consommations !
Il en résulte une optimisation très forte de l’autoconsommation solaire et un potentiel d’autonomie des sites de consommations fort. Dès lors que le prix de l’énergie soutirée est plus élevé que la vente du surplus, cela représente un intérêt économique fort.
Dans ce cas, l’autoconsommation sera similaire à une autoconsommation individuelle. L’avantage réside dans la séparation physique des lieux. L’inconvénient est que l’on utilise (et donc paye) pour l’utilisation du réseau électrique public (de l’ordre de 2 à 5c€/kWh).
Dans ce cas, on permet un flux d’autoconsommation individuelle sur un des bâtiments tout en intégrant le surplus de ce bâtiment afin qu’il soit autoconsommé sur le second bâtiment qui ne dispose pas de solaire. On complète également l’apport d’énergie par une centrale en injection totale.
Ce modèle de peer-to-peer énergétique est encadré par les divers textes Européen et Français sur les communautés d’énergies. Il devrait peu à peu se démocratiser.
Pour en savoir plus sur l’autoconsommation collective: Article
Power Purchase Agreement (PPA)
Le dernier modèle de valorisation de l’énergie solaire pour optimiser son autoconsommation est le PPA. Tout comme l’autoconsommation collective, il s’agit d’un modèle d’affectation de l’énergie s’appuyant sur un contrat et pas sur le flux physique de l’énergie.
Il permet de regrouper une ou plusieurs centrales de production et un ou plusieurs consommateurs. Contrairement à l’autoconsommation collective qui à une limite géographique de quelques kilomètres, le PPA peut se faire à l’échelle de la France (et à terme de l’Europe). Ceci implique néanmoins d’avoir un acteur de type responsable d’équilibre pour gérer la fourniture du complément au consommateur alors que c’est la responsabilité du fournisseur d’énergie du complément dans le cas de l’autoconsommation collective.
Très adapté à de grandes centrales solaires, le référentiel technique et juridique n’est pas encore totalement calé. Ceci rend les projets de petites dimensions peu favorables à ce contexte.
